Контроль металла тепловых сетей
Обновлено: 05.10.2024
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ
Дата введения 2003-02-05
РАЗРАБОТАНА - ОАО "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС" (вводная часть, разделы 2, 5, 6, 12, приложения А, Д, Ю; исполнитель Р.М.Соколов);
- ГУП "Академия коммунального хозяйства им. К.Д.Памфилова" (разделы: 3, 4, 7-11, приложения Б-Г, И-Э; исполнители М.А.Сурис, Е.Г.Кузнецова);
- ЗАО Научно-производственным комплексом "Вектор" (разделы: 1, приложения Е, Ж; исполнитель О.С.Усачева);
- РАО "Роскоммунэнерго" (исполнитель А.С.Толмасов);
РАССМОТРЕНА - секцией "Коммунальная энергетика" Научно-технического совета Госстроя России (протокол от 24.09.02 N 01-НС-14/1).
СОГЛАСОВАНА - Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными механизмами Госгортехнадзора России (начальник Управления B.C.Котельников);
- Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" (первый заместитель начальника Департамента А.П.Ливинский).
УТВЕРЖДЕНА - Государственным комитетом Российской Федерации по строительству и жилищно-коммунальному комплексу (приказ от 29.11.02 N 284);
- Департаментом энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России (распоряжение от 05.02.03 N 5-р).
Срок первой проверки - февраль 2008 года.
"Типовая инструкция по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии" (далее - Типовая инструкция) устанавливает методы защиты стальных трубопроводов тепловых сетей и элементов трубопроводов от наружной коррозии*, порядок применения средств защиты и требования к защитным антикоррозионным покрытиям и устройствам электрохимической защиты (ЭХЗ), порядок приемки и ремонта защитных антикоррозионных покрытий и устройств ЭХЗ, правила эксплуатации ЭХЗ в зависимости от способа прокладки тепловых сетей, типа теплоизоляционных конструкций, условий эксплуатации, а также порядок организации работ по защите от наружной коррозии вновь сооружаемых, реконструируемых и действующих тепловых сетей.
* В данной Типовой инструкции вопросы внутренней коррозии трубопроводов тепловых сетей не затрагиваются.
Типовая инструкция разработана с соблюдением основных требований нормативно-технических документов (НТД), определяющих методы и средства защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей и их элементов, а также организации работ по защите их от наружной коррозии.
При составлении Типовой инструкции учтены также современные научно-технические достижения и производственный опыт организаций, эксплуатирующих тепловые сети (ОЭТС)*.
* Аббревиатура принята в соответствии с [2].
Типовая инструкция предназначена для применения организациями, осуществляющими эксплуатацию тепловых сетей (систем транспорта и распределения тепловой энергии), независимо от организационно-правовой формы, имеющими тепловые сети в собственности или на иных законных основаниях, а также организациями, выполняющими проектирование, строительство, монтаж, ремонт, пуск, испытания и техническое освидетельствование трубопроводов тепловых сетей (в части защиты их от наружной коррозии) и средств защиты.
Решением руководителя организации, оформленным распорядительным документом, Типовая инструкция может использоваться непосредственно в полном объеме или в ее части, определяемой по конкретным условиям данной организации.
На основании Типовой инструкции в ОЭТС, могут разрабатываться местные инструкции с учетом технических особенностей и конкретных условий без снижения требований, установленных настоящей Типовой инструкцией.
Контроль соблюдения требований Типовой и местных инструкций, обеспечивающих безопасную эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, осуществляют ведомственные и государственные (Госгортехнадзор России, Госэнергонадзор России) органы технического и энергетического надзора в соответствии с компетенцией этих органов.
Типовая инструкция направлена на повышение эксплуатационной надежности тепловых сетей: обеспечение расчетного срока службы* вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей и продление срока службы действующих тепловых сетей.
* Термины и определения приведены в приложении А.
1. Организация работ по защите трубопроводов тепловых сетей
и их элементов от наружной коррозии
1.1 Требования по защите тепловых сетей от наружной коррозии
при разработке проектов прокладки и электрохимзащиты
1.1.1 Перед разработкой проекта вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей для учета реальных условий их прокладки эксплуатационной, проектной или специализированной организацией должны проводиться предпроектные обследования участков теплопроводов с целью подготовки исходных данных для проекта прокладки и мероприятий по защите от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей.
В ходе предпроектных обследований проводятся:
1. уточнение местоположения сопутствующих теплопроводу подземных коммуникаций, расположения установок электрохимзащиты (ЭХЗ) и контрольно-измерительных пунктов (КИП) на них, а также возможности совместной защиты трубопроводов тепловых сетей и смежных подземных сооружений;
2. уточнение данных о расположении рельсовой сети электрифицированного транспорта и тяговых подстанций, пунктов присоединения отрицательных питающих линий к рельсам;
3. уточнение сведений о других возможных источниках блуждающих токов, находящихся в зоне трассы проектируемой сети;
4. уточнение результатов коррозионных изысканий:
а) электрических измерений для определения опасности наружной коррозии;
б) фактического уровня грунтовых вод;
в) уровня затопления водой и заноса грунтом каналов (при разработке проекта капитального ремонта действующих тепловых сетей).
Примечание. Электрические измерения для определения опасности наружной коррозии на трубопроводах тепловых сетей, проложенных бесканально и в каналах, проводятся с целью:
а) выявления участков теплотрассы, находящихся в зоне с повышенной коррозионной агрессивностью грунтов (для бесканальной прокладки);
б) выявления участков тепловых сетей, находящихся в зоне опасного влияния блуждающих токов;
в) определения основных источников опасности в случае одновременного действия нескольких источников блуждающих токов;
г) выявления влияния электрозащитных устройств, установленных на смежных сооружениях, а также возможности устройства совместной защиты;
д) проверки эффективности мероприятий по снижению утечек токов с рельсовых путей электротранспорта в землю;
е) определения исходных параметров для проектирования ЭХЗ на коррозионно-опасных участках тепловых сетей.
1.1.2 Для проектов вновь сооружаемых тепловых сетей в техническом задании на проектирование, выдаваемом проектной организации руководителем ОЭТС, указывается предполагаемый способ прокладки трубопроводов.
1.1.3 Для проектов реконструкции действующих тепловых сетей в техническом задании на проектирование лицом, ответственным в ОЭТС за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, указываются особые требования и условия проектирования:
- способ прокладки трубопровода;
- реальные условия эксплуатации (затопление каналов грунтовыми, поверхностными, канализационными и т.п. водами, заноса каналов грунтом, наличие смежных подземных металлических сооружений);
- характер и причины повреждений трубопроводов, состояние теплоизоляционной и строительной конструкций в течение эксплуатационного периода;
- срок службы трубопровода до реконструкции и причины, сократившие расчетный срок службы.
Примечание. Для определения причин, сокративших расчетный срок службы трубопровода, ОЭТС обязана провести техническое освидетельствование фактического состояния действующих трубопроводов тепловых сетей в соответствии с [8]. При проведении технического освидетельствования во время наружного осмотра и инструментального контроля состояния трубопроводов в тепловых камерах, смотровых колодцах, проходных и полупроходных каналах, центральных (ЦТП) и индивидуальных (ИТП) тепловых пунктах, подвалах домов и других точках доступа к трубопроводам, а также в местах контрольного вскрытия теплотрасс, должно быть обследовано:
- состояние металла труб;
- состояние антикоррозионного покрытия и теплоизоляционной конструкции в целом;
- состояние дренажей и вентиляции;
- состояние арматуры и др. элементов оборудования;
- состояние конструктивных элементов канала;
- коррозионные факторы воздействия на металл трубопроводов.
По результатам осмотра должны быть выявлены причины, сократившие расчетный срок службы трубопровода.
На основании освидетельствования трубопроводов тепловых сетей должно быть составлено техническое заключение о состоянии трубопроводов, в котором определены мероприятия, необходимые для защиты от наружной коррозии и обеспечения расчетного срока службы трубопроводов.
Техническое задание на проектирование разрабатывается с учетом данного технического заключения.
1.1.4 Техническое задание на защиту от электрохимической коррозии разрабатывается подразделением по защите от коррозии (ПЗК - см. п.п.1.3.4-1.3.6 настоящей Типовой инструкции) или специализированной организацией и выдается проектной организации, осуществляющей проектирование устройств ЭХЗ.
1.1.5 Техническое задание на проектирование ЭХЗ тепловых сетей от наружной коррозии должно включать следующие данные:
1. характеристику трубопровода тепловой сети, подлежащего защите:
- способ прокладки (канальная, бесканальная);
- наличие, тип и качество антикоррозионных покрытий;
- тип теплоизоляционной конструкции;
- условия эксплуатации (возможность затопления, заноса грунтом, наличие близко расположенного электрифицированного транспорта и т.д.);
- протяженность участка, защищаемого с помощью средств ЭХЗ;
- наличие средств ЭХЗ в данном районе на трубопроводах тепловых сетей и смежных подземных сооружениях (указываются характеристики и зоны воздействия);
2. основание для проектирования защиты:
- год ввода в эксплуатацию и наличие коррозионных повреждений (указываются адреса, даты выявления повреждений, причины коррозионных разрушений) - для действующих тепловых сетей;
- сведения о коррозионной агрессивности грунта по трассам трубопроводов тепловой сети (для бесканальных прокладок тепловых сетей);
- данные электрических измерений для определения опасности наружной коррозии - сводятся в таблицу и прикладываются к технической характеристике;
3. особые требования к разработке проекта ЭХЗ: ОЭТС должна указать предполагаемый срок службы трубопровода с технико-экономическим обоснованием его величины.
1.1.6 В проекте вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей должен быть указан расчетный срок службы с его технико-экономическим обоснованием на основе реальных условий эксплуатации и разработанных мероприятий по защите от наружной коррозии (антикоррозионные покрытия, ЭХЗ, вентиляция тепловых камер и каналов).
1.1.7 3а выбор способа прокладки, системы дренажа, мероприятий по защите от наружной коррозии, расчетного срока службы теплопровода, а также за соответствие проекта требованиям Правил [11] и настоящей Типовой инструкции отвечают организации, разрабатывающие проект вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей.
1.2 Требования по защите от наружной коррозии при техническом надзоре за сооружением и по приемке в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей и устройств защиты
1.2.1 Строительно-монтажные, антикоррозионные и теплоизоляционные работы должны выполняться в соответствии с разработанными техническими решениями проекта прокладки тепловых сетей и мероприятиями по защите от наружной коррозии.
После вскрытия теплопровода необходимо проверить соответствие фактической трассы проекту и при необходимости внести корректировки в проект без снижения требований по защите тепловых сетей от наружной коррозии.
Любые отступления от разработанного проекта должны быть согласованы с авторами проекта и Заказчиком.
1.2.2 Организации, специалисты, разрабатывающие проект по прокладке вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей, обязаны осуществлять авторский надзор на каждом этапе проведения строительно-монтажных работ, намеченных в проекте.
РД 10-577-03 Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций
B . C . Котельников, Н.А. Хапонен, А.А. Шельпяков, И.В. Семенова, Р.А. Стандрик, Е.Г. Ситникова, А.П. Ливинский, В.В. Гусев, В.Ф. Резинских, Е.А. Гринь, В.И. Гладштейн, Ф.А. Хромченко, В.Ф. Злепко, В.А. Богачев, А.В. Федосеенко, Б.Э. Школьникова, Т.А. Швецова, Ю.В. Балашов, Б.Д. Дитяшев, А.Б. Попов, С.В. Лунева, Н.Н. Фалалеева
Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций регламентирует требования к контролю и определению состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.
Положения Типовой инструкции подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции.
Типовая инструкция распространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.
В связи с введением в действие настоящей Типовой инструкции после ее официального опубликования считается утратившей силу Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций [РД 10-262-98 ( РД 153-34.1-17.421-98)].
1. Общие положения . 3
2. Парковый ресурс элементов тепломеханического оборудования . 5
3. Методы, объемы и сроки проведения контроля состояния металла и сварных соединений энергооборудования . 12
4. Порядок и организация проведения контроля металла и продления срока службы оборудования после выработки паркового ресурса . 40
5. Порядок проведения контроля и исследований металла . 41
6. Критерии оценки состояния металла . 48
Приложение 1 Термины и определения . 53
Приложение 2 Методика определения деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями, для включения их в контрольную группу элементов . 55
Приложение 2.1 Формуляр . 58
Приложение 2.2 Перечень документации . 58
Приложение 2.3 Ведомость дефектов трубопроводов . 59
Приложение 2.4 Расчетная схема трубопровода, представлена в качестве типовой (приводятся типоразмер и материал труб, радиусы гибов, а также расчетные параметры пара) 59
Приложение 2.5 Напряжения в сечениях трубопроводов . 61
Приложение 2.6 Нагрузки на опоры и подвески трубопровода . 61
Приложение 2.7 Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода . 61
Приложение 3 Данные по наработкам и среднегодовым температурам пара за все годы эксплуатации . 62
Приложение 4 Формуляр обследования энергооборудования, отработавшего парковый ресурс или дополнительно разрешенное время . 62
Приложение 5 План работ по обследованию металла и сварных соединений тепломеханического оборудования, выработавшего парковый ресурс . 63
Приложение 6 Общие сведения по котлу . 63
Приложение 6.1 Коллекторы котла (для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т ³ 400 °С) 63
Приложение 6.2 Перепускные трубы котла (для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т ³ 400 °С) 63
Приложение 7 Общие сведения по турбине . 63
Приложение 7.1 Параметры турбины .. 64
Приложение 7.2 Результаты контроля металла роторов турбин . 64
Приложение 7.3 Результаты контроля литых деталей . 64
Приложение 7.4 Результаты контроля металла насадных дисков . 65
Приложение 7.5 Результаты контроля металла рабочих лопаток . 65
Приложение 7.6 Результаты контроля металла диафрагм .. 65
Приложение 7.7 Результаты контроля пароперепускных труб турбины .. 65
Приложение 8 Акт приемки паропроводов ТЭС после выполнения планового ремонта . 66
Приложение 9 Решение по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации . 67
Список рекомендуемых нормативных документов . 68
России от 18.06.03 № 94,
Российской Федерации 19.06.03 г.,
ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА
СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ,
ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ*
* Печатается по «Российской газете» от 21 июня 2003 г., № 120/1.
ВВЕДЕНИЕ
Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (далее - ТИ) регламентирует требования к контролю и определению состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.
Положения ТИ подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции (ТЭС).
Контроль за выполнением требований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.
Научно-техническое руководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системы служебных характеристик металла, а также по прогнозированию и управлению ресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО «ЕЭС России» через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться к работам, указанным в ТИ.
Термины и определения, применяемые в настоящем руководящем документе, приведены в приложении 1.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая ТИ регламентирует порядок, включая методы, периодичность и объем, эксплуатационного контроля тепломеханического оборудования ТЭС в пределах паркового ресурса, а также устанавливает критерии оценки работоспособности основных элементов этого оборудования и порядок продления сроков его эксплуатации сверхпаркового ресурса.
Перечень контролируемых элементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разд. 3, а критерии оценки состояния металла - в разд. 6.
ТИ распространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.
1.2. Контроль и диагностика проводятся в целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатации металла элементов и деталей теплоэнергетического оборудования для обеспечения их надежной эксплуатации до момента проведения очередного контроля или замены.
Элементы оборудования считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля окажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям настоящей ТИ и другой действующей нормативно-технической документации.
1.3. Контроль металла проводится лабораториями или службами металлов АО-энерго, АО-электростанций, ремонтных организаций или иных привлеченных организаций, аттестованных в установленном порядке.
Контроль роторов паровых турбин проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцев оборудования, ремонтными и иными организациями, аттестованными в установленном порядке.
1.4. Контроль проводится в основном во время плановых остановов оборудования. Допускается смещение сроков контроля оборудования в большую или меньшую сторону на 5 % паркового ресурса оборудования, указанного в разд. 3 настоящей ТИ.
Решение о смещении сроков контроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации - владельца оборудования.
Решение о смещении сроков контроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации - владельца оборудования и по представлению специализированной организации утверждается РАО «ЕЭС России».
1.5. При достижении паркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаются к дальнейшей эксплуатации при положительных результатах технического диагностирования.
Порядок организации контроля оборудования и продления срока его службы за пределами паркового ресурса приведен в разд. 4 настоящей ТИ, номенклатура и объемы типового контроля - в разд. 3.
1.6. Для проведения контроля в процессе эксплуатации проектными организациями и изготовителями оборудования должны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.д.
1.7. Владелец оборудования должен организовать учет температурного режима работы металла теплоэнергетического оборудования и систематическую обработку суточных графиков температуры пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам с температурой пара 450 °С и выше должны учитываться продолжительность и значения превышения температуры пара на каждые 5 °С сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатации паропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ и т.д.
1.8. Ответственность за выполнение контроля металла в объеме и сроки, указанные в настоящей ТИ, возлагается на руководителя организации - владельца оборудования.
Решение о допуске оборудования электростанций к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимает технический руководитель организации-владельца.
1.9. Возможность эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) при неудовлетворительных результатах контроля металла определяется специализированной организацией.
Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией - владельцем оборудования.
1.10. Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки ими паркового ресурса определяется специализированными организациями, имеющими лицензию Госгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности. Заключение экспертизы промышленной безопасности на оборудование, подконтрольное Госгортехнадзору России, утверждается территориальными органами Госгортехнадзора России.
Решение о продлении эксплуатации оборудования утверждается РАО «ЕЭС России».
1.11. На основании настоящей ТИ допускается разработка местных производственных инструкций по контролю металла оборудования электростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут отличаться от нее. Эти инструкции подлежат пере смотру не реже одного раза в пять лет. Инструкции согласовываются с РАО «ЕЭС России» и Госгортехнадзором России.
1.12. Новые методы и средства контроля, технического диагностирования металла оборудования могут использоваться на электростанциях после рассмотрения РАО «ЕЭС России» и принятия решения об их применении на основании заключения специализированной организации. Решение РАО «ЕЭС России» о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании, подконтрольном Госгортехнадзору России, согласовывается с Госгортехнадзором России.
1.13. Решение о порядке контроля и продления срока службы элементов оборудования, изготовленных из новых отечественных сталей или сталей иностранного производства, готовится РАО «ЕЭС России» на основании заключения специализированной организации и согласовывается с Госгортехнадзором России.
1.14. Изменения в настоящую ТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО «ЕЭС России» на основании предложений специализированных организаций.
1.15. Допускается корректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудования при ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО «ЕЭС России». Решение о корректировке принимается РАО «ЕЭС России» и согласовывается с Госгортехнадзором России.
По турбоагрегатам и турбинному оборудованию РАО «ЕЭС России» вносит изменения в номенклатуру и объемы контроля металла и методики продления срока службы без согласования с Госгортехнадзором России.
1.16. Результаты контроля, полученные в соответствии с требованиями предыдущей редакции ТИ, могут использоваться при определении возможности дальнейшей работы оборудования и могут быть оформлены в табличной форме как предыдущей, так и настоящей ТИ (приложения 2 - 7).
2. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
В данном разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования.
Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации.
Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации.
Возможность и условия эксплуатации энергетического оборудования сверхпаркового ресурса устанавливаются РАО «ЕЭС России» на основании заключения специализированной организации.
2.1.1. Значения паркового ресурса коллекторов котлов в зависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок стали приведены в табл. 2.1.
4.13. Контроль за состоянием металла
4.13.1. Для обеспечения безопасной работы теплоэнергетического оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами деталей при изготовлении, монтаже и ремонте, а также развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижением прочностных и пластических характеристик при эксплуатации, должен быть организован контроль за состоянием основного и наплавленного металла.
4.13.2. Контроль за состоянием металла должен проводиться по планам, утвержденным техническим руководителем электростанции, в сроки и объемах, предусмотренных нормативными документами.
В нормативных документах должны содержаться положения по входному контролю и эксплуатационному контролю за состоянием металла в пределах нормативного и сверхнормативного срока службы.
Нормативный срок службы (парковый ресурс, назначенный или расчетный срок службы) определяется нормативными документами.
4.13.3. Контроль металла должна осуществлять лаборатория или служба металлов энергообъектов, в ведении которых находится соответствующее оборудование, а также привлеченные организации, аттестованные на данный вид деятельности в установленном порядке. Организация работ по подготовке и проведению контроля возлагается на технического руководителя электростанции.
4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий по повышению надежности оборудования. При необходимости должен быть выполнен дополнительный контроль за состоянием металла сверх предусмотренного нормативными документами.
4.13.5. Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля, должны храниться до списания оборудования.
4.13.8. Эксплуатационный контроль должен быть организован для оценки изменения состояния металла элементов оборудования и определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределах нормативного срока службы.
4.13.9. Техническое диагностирование основных элементов энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) проводится в целях определения дополнительного срока службы (после нормативного) и разработки мероприятий, обеспечивающих надежную работу в течение указанного времени.
4.13.10. Для оценки состояния основного и наплавленного металла должны применяться, как правило, неразрушающие методы контроля, соответствующие положения нормативной документации.
4.13.11. При техническом диагностировании оценка фактического состояния металла, как правило, производится по вырезкам.
4.13.12. При неудовлетворительных результатах контроля за состоянием металла ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины и т.п.) или выработке ими нормативного срока службы создается экспертно-техническая комиссия (ЭТК), которая рассматривает результаты контроля за состоянием металла за все время эксплуатации, заключение экспертной организации, проводившей техническое диагностирование оборудования, другие необходимые документы и принимает решение о ремонте этих узлов и деталей и оставлении их в работе либо обосновывает необходимость их демонтажа или проведения восстановительной термической обработки.
4.13.13. Для конкретной электростанции допускается разработка производственной инструкции по контролю за состоянием металла, учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции. При соответствующем техническом обосновании производственная инструкция может отличаться от общепринятой инструкции по объему и срокам проведения контроля.
Контроль металла тепловых сетей
Методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотведения
1. Общие положения
1.1. Настоящие методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотведения путем проведения освидетельствования (далее - Рекомендации) устанавливают порядок и методы технического освидетельствования трубопроводных сетей и оборудования.
1.2. Техническое освидетельствование трубопроводов проводится лицом или группой лиц, ответственными за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию.
1.3. На основе настоящих Рекомендаций теплоэнергетические предприятия составляют стандарт организации, либо местные инструкции по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей с учетом особенностей и конкретных условий эксплуатации.
1.4. Техническое диагностирование трубопроводов III категории, отработавших расчетный срок службы, осуществляется по программам, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора.
1.5. В настоящих Рекомендациях применяются следующие термины и их определения:
аварийное состояние трубопровода - повреждение трубопровода (нарушение его герметичности) или повреждение без нарушения герметичности, которое может спровоцировать аварию (сдавливание трубы, наличие коверн, износ любой части трубы до недопустимых величин для рабочего давления);
аварийное состояние запорно-регулирующей арматуры - любые физические повреждения, через которые вытекает транспортируемая жидкость; заклинивание запорно-регулирующей арматуры в любом положении (открытом, закрытом, промежуточном), остаточная толщина корпуса задвижки меньше допустимой для рабочего давления, износ рамы для щитовых затворов/шиберов;
аварийное состояние прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - такое состояние объекта/оборудования, при котором его эксплуатация опасна для обслуживающего персонала и/или прочего населения/потребителей; состояние, при котором оборудование не выполняет свои функции и не способно в требуемый момент произвести действия, направленные на включение и (или) отключение и (или) переключение всех видов;
долговечность - свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;
допустимая толщина стенки - толщина стенки, при которой возможна работа трубопровода на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки;
критерий предельного состояния - признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией;
надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств;
наработка - продолжительность или объем работы объекта. Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков);
несплошность сварного соединения - обобщенное наименование всех нарушений сплошности и формы сварного соединения (трещины, непровары, несплавления, включения);
не устранимые аварийные состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур, при которых ремонт не возможен и/или ремонт сопоставим с 70% или более от стоимости нового оборудования (той же модели или тех же технических характеристик);
остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние;
предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;
пробное давление - избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание трубопровода или его фасонной части (детали) на прочность и плотность;
рабочее давление в элементе трубопровода - максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемое по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления (по величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала);
разрешенное давление - максимально допустимое избыточное давление в трубопроводе или его фасонной детали, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность;
расчетное давление - максимальное избыточное давление в расчетной детали, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса;
ресурс - суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновление после ремонта до перехода в предельное состояние;
расчетный срок службы - срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа;
устранимые аварийные состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур - состояния трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, прочих объектов и оборудования коммунальных инфраструктур, при которых текущие ремонтные работы способны восстановить требуемые минимальные параметры;
фактическая толщина стенки - толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации конкретном участке детали при изготовлении или в эксплуатации.
2. Рекомендации по проведению технического освидетельствования трубопроводов
2.2. Категория трубопровода, определяемая по рабочим параметрам транспортируемой среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и указывается в проектной документации и паспорте трубопровода.
2.3. Трубопроводы теплоснабжения, горячего водоснабжения, водоотведения (напорные) - подвергаются следующим видам технического освидетельствования: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.
2.4. Наружный осмотр трубопроводов может производиться без снятия изоляции или со снятием изоляции.
Наружный осмотр трубопроводов, производимый без снятия изоляции, имеет целью проверку: отсутствия видимой течи из трубопровода и защемления трубопровода в компенсаторах (для теплоснабжения), в местах прохода трубопровода через стенки камер, площадки, состояния подвижных и неподвижных опор.
Наружный осмотр трубопроводов, производимый со снятием изоляции, имеет целью выявление изменений формы трубопровода, поверхностных дефектов в основном металле трубопровода и сварных соединениях, образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин всех видов и направлений, коррозионного износа поверхностей), и включает визуальный и измерительный контроль.
Решение о необходимости снятия изоляции и проведения измерительного контроля, а также его объемах принимает лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.
Другие критерии, определяющие периодичность проверки трубопроводов со снятием изоляции и/или раскопки, в том числе с вскрытием проходных и непроходных каналов описаны в настоящих Рекомендациях.
2.5. Техническое освидетельствование при наружном осмотре в процессе эксплуатации трубопроводов проводится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, со следующей периодичностью:
- не реже одного раза в год (за исключением особых случаев);
- не реже одного раза в полгода для сетей холодного водоснабжения, диаметром от 600 мм и более;
- не реже одного раза в полгода для сетей водоотведения (напорных), диаметром от 800 мм и более;
- не реже одного раза в полгода для паровых и водяных сетей всех стандартных диаметров;
- упреждающие локальные наружные осмотры сетей (мест подземной прокладки сетей) в местах проведения мероприятий подразумевающих массовые скопления людей. Об указанных мероприятиях органы местного самоуправления уведомляют эксплуатирующую организацию не менее чем за 7 календарных дней до даты их проведения;
- наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах Ростехнадзора, - перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше двух лет.
Наружный осмотр трубопроводов холодного водоснабжения и напорных трубопроводов канализации после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше 6 месяцев производится с обязательной проверкой запорно-регулирующей арматуры в колодцах и камерах (задвижки: отсекающие, связи, выпускные, сливные).
- наружному осмотру и гидравлическому испытанию перед пуском вновь смонтированного трубопровода (наружный осмотр в этом случае производится до нанесения изоляции и включает визуальный и измерительный контроль), после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопровода после нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;
- наружному осмотру не реже одного раза в три года.
2.7. Наружный осмотр в процессе работы трубопроводов тепловых сетей в недоступных для осмотра местах (при прокладке в непроходных каналах, бесканальной прокладке) рекомендуется осуществлять путем осмотра трубопроводов в пределах камер и смотровых колодцев без снятия изоляции. Наружный осмотр таких трубопроводов, включающий визуальный и (по решению лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода) измерительный контроль, с вскрытием грунта и снятием изоляции должен производиться при обнаружении течи или парения из трубопровода, нерасчетных смещений трубопровода, разрушения или увлажнения изоляции и других дефектов.
Для обнаружения дефектов трубопроводов косвенными методами рекомендуется использовать современные методы неразрушающего контроля состояния трубопроводов тепловых сетей: инфракрасная техника, акустические и ультразвуковые течеискатели, методы корреляции, магнитные методы, методы акустической эмиссии, вихретоковые методы, длинноволновые ультразвуковые методы и другие.
2.8. При снятии тепловой изоляции и наружном осмотре трубопроводов следует руководствоваться Методическими указаниями по проведению шурфовок в тепловых сетях, разработанных ПО "Союзтехэнерго" 16 декабря 1986 года [8].
2.9. Вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию и (или) 100-процентному неразрушающему контролю монтажных сварных соединений до наложения тепловой изоляции на трубы, а в случае применения труб, поставляемых с завода с теплоизоляцией, - до нанесения изоляции на сварные стыки.
2.10. Перед первичным техническим освидетельствованием проверяется:
- регистрационный номер трубопровода, записанный в паспорте;
- наличие приказа о назначении лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, а также наличие аттестованного обслуживающего персонала;
- наличие инструкции по пуску и обслуживанию трубопровода;
- наличие паспорта трубопровода с основными данными;
- наличие должностной инструкции лица, ответственного за ведение технической документации и паспортизации.
2.11. Осмотр водопроводных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.
2.12. Осмотр канализационных напорных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.
2.13. Осмотр запорно-регулирующей арматуры в камерах и (или) колодцах с прокруткой задвижек осуществляется в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей, но не реже чем 1 раз в 2 года для отсекающих и 1 раз в 3 года для задвижек на связках.
2.14. Осмотр сетей, проложенных под землей (в грунтах, в непроходных каналах), осуществляется обходчиками по поверхности. Осмотр заключается в установлении отсутствия фактов провалов грунта, котлованов, нетипичного подтопления, парения (не замерзающие локальные участки земли над теплотрассами или трассами теплоснабжения в зимний период), отсутствия воды в колодцах (для водоснабжения и водоотведения).
Рекомендуется контролировать соблюдение защитных зон прохождения трубопроводов - отсутствия незаконных строений, складирования, парковки тяжелой техники, раскопок, прокладки дорог и (или) временных проездов, высадки деревьев или создания иных видов благоустройств, препятствующих в случае необходимости аварийным раскопкам.
3. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру
3.1. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру выполняется предприятием-владельцем или организацией, эксплуатирующей тепловые сети.
3.2. Трубопроводы холодного водоснабжения и водоотведения могут подвергаться наружному осмотру, в том числе толщинометрии, без отключения.
Для тепловых сетей подземной прокладки, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии трубопроводов являются:
- наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционного слоя;
- увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой с перекрытия канала или влагой, стекающей по щитовой опоре;
- наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии на отдельных участках поверхности металла труб.
Для подземных тепловых сетей канальной прокладки при наличии в канале воды или грунта, достигающих изоляционной конструкции, наличие опасного влияния постоянного или переменного блуждающего тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности труб.
Раскопки для осмотра трубопровода производятся, в первую очередь, в местах просадки почвы и (или) подтопления близлежащих строений.
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
РАЗРАБОТАНЫ Закрытым акционерным обществом "Роскоммунэнерго" (Хиж Э.Б., Скольник Г.М., Толмасов А.С.) при участии Российской ассоциации "Коммунальная энергетика"
СОГЛАСОВАНЫ Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России (06.09.02 N 12-06/746)
Департаментом государственного энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективности Минэнерго России (05.11.02 N 32-01-02/32)
УТВЕРЖДЕНЫ Заместителем председателя Госстроя России 12.08.03.
"Методические рекомендации по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения" разработаны в целях оказания технической помощи коммунальным теплоэнергетическим предприятиям в повышении надежности тепловых сетей, предупреждении технологических нарушений в системах коммунального теплоснабжения.
1.1. Методические рекомендации по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения (далее Рекомендации) составлены в соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" [1], Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды [2], с учетом основных положений Методических указаний по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды [3], Методических указаний по обследованию предприятий, эксплуатирующих паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды [4], Типовой инструкции по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации [5], Типовой инструкции по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей) [6] и Типовой инструкции по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения [7].
Рекомендации предназначены для теплоснабжающих организаций жилищно-коммунального хозяйства независимо от их организационно-правовой формы, имеющих в собственности или на ином законном основании и эксплуатирующих тепловые сети.
Рекомендации могут быть использованы абонентами (потребителями), присоединенными к системам коммунального теплоснабжения.
1.2. Рекомендации направлены на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации трубопроводов тепловых сетей, выполнение действующих Правил, инструкций и других НТД, мероприятий по предупреждению технологических нарушений и несчастных случаев.
1.3. Рекомендации устанавливают порядок и методы технического освидетельствования трубопроводов тепловых сетей III и IV категорий по классификации Правил Госгортехнадзора России [2].
Трубопроводы, на которые действие указанных правил не распространяется, подвергаются техническому освидетельствованию с учетом настоящих Рекомендаций в порядке и сроки, определяемые техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети, но не реже одного раза в три года для постоянно используемых и одного раза в год для сезонно работающих тепловых сетей.
Испытания на прочность и плотность тепловых сетей проводятся, кроме того, в сроки, установленные [20].
1.4. Техническое освидетельствование трубопроводов III и IV категорий, должны проводить специалисты специализированных организаций, имеющих лицензию Госгортехнадзора России на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах.
1.5. На основе Рекомендаций теплоэнергетические предприятия составляют местные инструкции по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей с учетом особенностей и конкретных условий эксплуатации.
1.6. Техническое диагностирование трубопроводов пара и горячей воды, отработавших расчетный срок службы, осуществляется по программам, согласованным с местными органами соответственно Госгортехнадзора России и госэнергонадзора.
1.7. В Рекомендациях применяются следующие термины и их определения:
долговечность - свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;
допустимая толщина стенки - толщина стенки, при которой возможна работа детали на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки;
критерий предельного состояния - признак (совокупность признаков) предельного состояния объекта, установленный нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией;
надежность - свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования; надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств;
наработка - продолжительность или объем работы объекта; наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков т.п.);
несплошность сварного соединения - обобщенное наименование всех нарушений сплошности и формы сварного соединения (трещины, непровары, несплавления, включения и др.);
остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние;
предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;
пробное давление - избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание трубопровода или его фасонной части (детали) на прочность и плотность;
рабочее давление в элементе трубопровода - максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемые по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления (по величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала);
разрешенное давление - максимально допустимое избыточное давление в трубопроводе или его фасонной детали, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность;
расчетное давление - максимальное избыточное давление в расчетной детали, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса;
ресурс - суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновление после ремонта до перехода в предельное состояние;
расчетный срок службы - срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа;
фактическая толщина стенки - толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации конкретном участке детали при изготовлении или в эксплуатации.
2. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Трубопроводы тепловых сетей подвергаются техническому освидетельствованию с целью определения их технического состояния, соответствия требованиям Правил [2] и определения возможности их дальнейшей эксплуатации.
2.2. Категории трубопроводов тепловых сетей и рабочие параметры паровых и водяных тепловых сетей определяются в соответствии с Правилами [2].
2.3. Категория трубопровода, определяемая по рабочим параметрам транспортируемой среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и указывается в проектной документации и паспорте трубопровода.
2.4. Трубопроводы тепловых сетей подвергаются следующим видам технического освидетельствования: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.
2.5. Наружный осмотр трубопроводов может производиться без снятия изоляции или со снятием изоляции.
Наружный осмотр трубопроводов, производимый без снятия изоляции, имеет целью проверку: отсутствия видимой течи из трубопровода и защемления трубопровода в компенсаторах, в местах прохода трубопровода через стенки камер, площадки, состояния подвижных и неподвижных опор.
Наружный осмотр трубопроводов, производимых со снятием изоляции, имеет целью выявления изменений формы трубопровода, поверхностных дефектов в основном металле трубопровода и сварных соединениях, образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин всех видов и направлений, коррозионного износа поверхностей и др.), и включает визуальный и измерительный контроль.
Решение о необходимости снятия изоляции и проведения измерительного контроля, а также его объемах может приниматься инспектором Госгортехнадзора России, специалистом организации, имеющей разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, инспектором Госэнергонадзора, или лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.
2.6. Техническое освидетельствование трубопроводов проводится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов в следующие сроки:
наружный осмотр в процессе эксплуатации трубопроводов - не реже одного раза в год;
наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора, - перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше двух лет.
наружному осмотру и гидравлическому испытанию перед пуском вновь смонтированного трубопровода (наружный осмотр в этом случае производится до нанесения изоляции и включает визуальный и измерительный контроль), после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопровода после нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;
наружному осмотру не реже одного раза в три года (проводится специалистом организации, имеющей лицензию органов Госгортехнадзора России на осуществление деятельности по экспертизе промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах).
2.8. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, или в тоннелях, проходных и полупроходных каналах, может проводиться без снятия изоляции. Наружный осмотр трубопроводов при бесканальной прокладке или в непроходных каналах производится путем вскрытия грунта и снятия изоляции на отдельных участках тепловой сети (не реже чем через каждые два километра) или путем осмотра трубопроводов в пределах камер.
При наличии течи, парения, разрушения изоляции и других дефектов технический руководитель организации по представлению лица, проводящего техническое освидетельствование, принимает решение о частичном или полном снятии изоляции и проведении наружного осмотра с применением средств измерительного контроля.
Для обнаружения дефектов трубопроводов могут применяться все методы неразрушающего контроля материала трубопроводов и сварных соединений, разрешенные Госгортехнадзором России.
2.9. При подземной прокладке трубопроводов с теплоизоляционной конструкцией повышенной заводской готовности, в частности, с тепловой изоляцией из пенополиуретана и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена, с аналогичными изоляционными конструкциями на элементах трубопровода, с системой оперативного дистанционного контроля, если завод-изготовитель и строительная организация, выполнявшие теплоизоляционные работы, гарантируют герметичность теплоизоляционной конструкции, то осмотр трубопроводов производится с использованием средств неразрушающего контроля без снятия изоляции.
2.10. При снятии тепловой изоляции и наружном осмотре трубопроводов следует руководствоваться Методическими указаниями по проведению шурфовок в тепловых сетях [8].
2.11. Вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию до наложения тепловой изоляции на трубы, а в случае применения труб, поставляемых с завода с теплоизоляцией, - до нанесения изоляции на сварные стыки.
2.12. Трубопроводы, проработавшие расчетный срок службы, должны пройти экспертное обследование технического состояния с целью определения допустимости дальнейшей эксплуатации или выводятся из работы.
2.13. Техническое освидетельствование трубопроводов тепловых сетей производится в указанной последовательности:
а) проверка технической документации трубопровода;
б) наружный осмотр;
в) гидравлическое испытание.
2.14. Перед первичным техническим освидетельствованием проверяется:
соответствие регистрационного номера на табличках трубопровода записанному в паспорте;
наличие приказа о назначении лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, прошедшего проверку знаний, а также наличие аттестованного обслуживающего персонала;
наличие инструкции по пуску и обслуживанию трубопроводов, ремонтного журнала, наличие проектных данных о величине и направлении свободных перемещений трубопроводов.
3. ПОДГОТОВКА ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ К НАРУЖНОМУ ОСМОТРУ
3.2. Трубопроводы, подлежащие наружному осмотру, включающему визуальный и измерительный контроль, выводятся из работы, отключаются от других трубопроводов и оборудования, охлаждаются, дренируются, а тепловая изоляция, препятствующая контролю состояния металла труб и сварных соединений, частично или полностью удаляется.
3.3. Вскрытие непроходных каналов и бесканальной прокладки для наружного осмотра трубопроводов производится в первую очередь в местах, где присутствуют признаки опасности наружной коррозии трубопроводов, в соответствии с Типовой инструкцией по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии [9].
наличие воды в канале или запас канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционного слоя;
увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой с перекрытия канала, или влагой, стекающей по щитовой опоре;
наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии на отдельных участках поверхности металла труб.
3.4. Для подземных тепловых сетей, проложенных бесканально, признаками опасности наружной коррозии являются:
коррозионная агрессивность грунтов, оцененная как "высокая" в соответствии с Типовой инструкцией [9];
опасное влияние постоянного и переменного блуждающих токов на трубопроводы.
3.5. Кроме участков, где имеются признаки опасной наружной коррозии, вскрытие каналов и бесканальной прокладки для наружного осмотра трубопроводов производится в первую очередь:
в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями - затопление тепловых сетей грунтовыми, ливневыми и другими водами, повышенная коррозионная активность грунтов;
Читайте также: